- •1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.
- •3. Явления обратной конденсации и испарения.
- •17.Методика обработки и интерпритации результатов исследований скважин на нестационарных режимах с целью определения пластового давления и коллекторских свойств пласта.
- •4.Эффект Джоуля-Томпсона. Способы определения дифференциального и интегрального дроссель эффекта
- •8.Конструкция и оборудование скважин при орэ
- •5.Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной колонны, нкт
- •6.Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.
- •10.Конструкция и оборудование скважин для добычи газа в районах многолетнемерзлых пород
- •12.Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
- •13. Приборы и аппаратура, применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры и термометры. Вспомогательное оборудование.
- •23.Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты.
- •14. Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Об-вязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах и подготовка скважины к исследованиям.
- •15.Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах.
- •24.Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита газопромыслового оборудования от коррозии.
- •25.Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов, условия образования.
- •26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
- •27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения. Особенности эксплуатации добывающих скважин на газогидратных месторождениях.
- •28. Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирования процесса гидратообразования.
- •38. Газоконденсатные исследования скважин.
- •39. Уравнения состояния природных газов
- •32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.
- •36. Принцип работы газлифта
- •31. Механические методы интенсификации притока (грп, гпсп).
- •22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режимах работы скважин при разрушении пзп, устойчивость горных пород.
- •35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удале-ния и предотвращение солеотложений.
- •7. Средства регулирования технологических режимов работы газовой скв-ны (диафрагмы, штуцера, задвижки и т.Д.)
- •11.Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.
- •9. Оборудование скважин для добычи газа, содержащего агрессивные(кислые) компоненты
- •29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождении.
- •34.Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода.
36. Принцип работы газлифта
По мере разработки нефтегазовых месторождений условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция - увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного Рз и устьевого Р2 давлений, уменьшается эффективный газовый фактор Gэф и увеличивается потребный удельный расход газа Rо; при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение пластового давления Рпл, а также соответственно забойного Рз и башмачного P1 давлений, что вызывает увеличение удельного расхода Ro. Это приводит к нарушению условия фонтанирования,
G эф<Ro. (1)
где G эф - эффективный газовый фактор
Ro- удельный расход.
Так как условию G эф = Ro соответствует минимальное забойное давление Р з min фонтанирования, а Р з min < Рпл, то скважина прекращает фонтанирование при определенном дебите Q > 0. С увеличением Рз уменьшается Ro, поэтому осуществление ППД продлевается период фонтанирования скважины до наступления определенной обводненности nв, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100 %-ной обводненности продукции.
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъёма жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором G эф, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называют газлифтным подъёмом, а способ эксплуатации газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъёмника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать
GЭФ+R0 ЗАК≥R0 (2)
где R o зак - удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).
Таким образом, основной принцип работы газлифтного подъёмника заключается в разгазировании жидкости в подъёмных трубах и уменьшении её плотности. В случае непрерывной подачи газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление.
Газлифтный подъёмник характеризуется глубиной погружения, высотой подъёма жидкости и относительным погружением (рис. 1).
Рис. 1. Газлифтный подъёмник:
а - до начала эксплуатация; б - во время эксплуатации
Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.
Высота подъёма - это расстояние hо от уровня жидкости до устья во время работы.
Относительное погружение - это отношение глубины погружения h ко всей длине подъёмника.
В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т. е. из давления нагнетания газа. Задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение.
Для подъёма жидкости сжатым газом используются различные системы подъемников, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси.